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EQUIPOS INDUSTRIALES PETROLEROS

INTRODUCCIONEn la industria petrolera existe una gran variedad de equiposINSTALACION SUPERFICIAL

La instalación superficial viene conformada por equipos que acondionan el hidrocarburo producido a condiciones de transporte y venta del mismo.Tales equipos son:SeparadoresAcumuladoresGolpeadores de liquidosIntercambiadores de calor BombasTurbinasCompresoresReactores

HornosTanques de almacenamientoVálvulasEQUIPOS INDUSTRIALES PETROLEROSSEPARADORESLos separadores son dispositivos cilíndricos o esféricos que separan los fluidos (gas, petróleo y agua) y algunos solidos.PROCESO DE SEPARACIONla primera clasificación está en función del número de fases que separa; se les llamaseparadores BIFÁSICOS (cuando separan dos fases, como petróleo y gas o agua y petróleo). Siempre se deberá especificar las fases que entran en juego. Se conoce como

separadores TRIFÁSICOS a los que se diseñan para separar tres fases (agua, petróleo ygas) y tetrafásicos, aquellos en los cuales se ha previsto, adicionalmente, una sección parala separación de la espuma que suele formarse en algunos tipos de fluidos.Los separadores pueden clasificarse por su forma y geometría enTIPOS DE SEPARADORES HORIZONTALES

Ventajas:

1. Tienen mayor capacidad paramanejar gas que los verticales.

2. Son más económicos que losverticales.

3. Son más fáciles de instalar que losverticales.

4. Son muy adecuados para manejar aceite con alto contenido de espuma.

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Para esto, donde queda la interfase gas-líquido, se instalan placas rompedoras deespuma.

Desventajas:

1. No son adecuados para manejar flujos de pozos que contienen materiales sólidoscomo arena o lodo, pues es difícil limpiar este tipo de separadores.

2. El control de nivel de líquido es más crítico que en los se paradores verticales.

VERTICALES

Ventajas:

1. Es fácil mantenerlos limpios, por lo que se recomiendan para manejar flujos de pozos con alto contenido de lodo, arena o cualquier material sólido.

2. El control de nivel de líquido no es crítico, puesto que se puede emplear un flotador vertical, logrando que el control de nivel sea más sensible a los cambios.

3. Debido a que el nivel de líquido se puede mover en forma moderada, son muy

recomendables para flujos de pozos que producen por bombeo neumático, con el finde manejar baches imprevistos de líquido que entren al separador.4. Hay menor tendencia de revaporización de líquidos.

Desventajas:

1. Son más costosos que los horizontales.

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2. Son más difíciles de instalar que los horizontales.3. Se necesita un diámetro mayor que el de los horizontales para manejar la misma

cantidad de gas.

 

ESFÉRICOS  Ventajas:

1. Más baratos que los horizontales o verticales.2. Más compactos que los horizontales o los

verticales, por lo que se usan en plataformascosta afuera.

3. Son más fáciles de limpiar que losseparadores verticales.

4. Los diferentes tamaños disponibles los hacen

el tipo más económico para instalacionesindividuales de pozos de alta presión.

Desventajas:1.- Tienen un espacio de separación muy limitado.

CLASIFICACION DE LOS SEPARADORES EN FUNCION DEL NUMERO DEFASES QUE SEPARA

La primera clasificación está en función del número de fases que separa; se les llamaseparadores BIFÁSICOS (cuando separan dos fases, como petróleo y gas o agua y petróleo). Siempre se deberá especificar las fases que entran en juego. Se conoce comoseparadores TRIFÁSICOS a los que se diseñan para separar tres fases (agua, petróleo ygas) y tetrafásicos, aquellos en los cuales se ha previsto, adicionalmente, una sección parala separación de la espuma que suele formarse en algunos tipos de fluidos.Los separadores pueden clasificarse por su forma y geometría en

2.- ACUMULADORES

Batería, batería eléctrica, acumulador eléctrico o simplemente acumulador, se le denominaal dispositivo que almacena energía eléctrica, usando procedimientos electroquímicos y que posteriormente la devuelve casi en su totalidad; este ciclo puede repetirse por undeterminado número de veces. Se trata de un generador eléctrico secundario; es decir, ungenerador que no puede funcionar sin que se le haya suministrado electricidad previamentemediante lo que se denomina proceso de carga.

FUNCIONES DEL ACUMULADOR 

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El funcionamiento de un acumulador está basado esencialmente en algún tipo de procesoreversible; es decir, un proceso cuyos componentes no resulten consumidos ni se pierdan,sino que meramente se transformen en otros, que a su vez puedan retornar al estado primeroen las circunstancias adecuadas. Estas circunstancias son, en el caso de los acumuladores, elcierre del circuito externo, durante el proceso de descarga, y la aplicación de una corriente,

igualmente externa, durante la carga.

Resulta que procesos de este tipo son bastante comunes, por extraño que parezca, en lasrelaciones entre los elementos químicos y la electricidad durante el proceso denominadoelectrólisis, y en los generadores voltaicos o pilas. Los investigadores del siglo XIXdedicaron numerosos esfuerzos a observar y a esclarecer este fenómeno, que recibió elnombre de polarización.

Un acumulador es, así, un dispositivo en el que la polarización se lleva a sus límitesalcanzables, y consta, en general, de dos electrodos, del mismo o de distinto material,sumergidos en un electrolito.

*PARAMETROS DE UN ACUMULADOR 

- La tensión o potencial (en voltios) es el primer parámetro a considerar, pues es el quesuele determinar si el acumulador conviene al uso a que se le destina. Viene fijado por el potencial de reducción del par redox utilizado; suele estar entre 1 V y 4 V por elemento.- La corriente que puede Almacenar el elemento, medida en ampere (A), es el segundofactor a considerar. Especial importancia tiene en algunos casos la corriente máximaobtenible (Ah); p. ej., los motores de arranque de los automóviles exigen esfuerzos muygrandes de la batería cuando se ponen en funcionamiento (decenas de A), pero actúandurante poco tiempo.-La capacidad eléctrica se mide en la práctica por referencia a los tiempos de carga y dedescarga en A. La unidad SI es el coulomb (C).- La energía que puede suministrar una batería se mide habitualmente en Wh (vatios-hora);la unidad SI es el julio.

1 Wh = 3600 J = 3,6 kJ; 1 J = 0,278 mWh

3.- GOLPEADORES DE LIQUIDOS (Slug Catchers)

Slugcatcher es el nombre de una unidad en el gas de refinería o la industria petrolera en laque las babosas en la salida de las tuberías están recogidos o capturados. Un lingote es unagran cantidad de gas o líquido que sale de la tubería.

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LAS BABOSAS

Las tuberías que llegan de transporte de gas y líquidos juntos, conocida como fase de flujo-dos , pueden operar en un régimen de flujo de slugging conocido como flujo o caudal babosa. Bajo la influencia de la gravedad líquidos tienden a depositarse en el fondo de la

tubería, mientras que los gases ocupan la parte superior de la tubería. Bajo ciertascondiciones de operación del gas y el líquido no se distribuyen uniformemente a lo largo dela tubería, pero el viaje como los tapones de grande con todo líquidos o gases en su mayoríaa través de la tubería.

Las babosas de salir de la tubería pueden sobrecargar el gas y la capacidad de manejo delíquidos de la planta a la salida del gasoducto, ya que a menudo se producen a un ritmomucho más grande del cual el equipo esta está diseñado

Las babosas se pueden generar por diferentes mecanismos en una tubería:

- Terreno de slugging: es causada por las elevaciones en la tubería, que sigue a laelevación del terreno o el fondo del mar. El líquido puede acumularse en un punto bajo de la tubería hasta que la presión se acumula suficiente detrás de él. Una vezque el líquido se salga del punto más bajo, puede formar un lingote.

- Lugging hidrodinámica es causada por el gas que fluye a un ritmo acelerado duranteun lento flujo de la fase líquida. El gas se forman ondas en la superficie del líquido,que puede llegar a salvar la toda la sección transversal de la línea. Este crea un bloqueo en el flujo del gas, que viaja como una bala a través de la línea.

- Basado en slugging vertical, también conocido como slugging grave, se asocia conel gasoducto bandas a menudo se encuentran en las costas de la producción de las

instalaciones petroleras. Líquidos se acumulan en la parte inferior del elevador hastaque la presión suficiente se genera detrás de él para empujar el líquido sobre la partesuperior del elevador, la superación de la presión estática . Detrás de este golpe delíquido sigue una babosa de gas, hasta que los líquidos se han acumulado suficientesen la parte inferior para formar un lingote líquido nuevo.

- Pigging babosas son causados por  pigging operaciones en el oleoducto. El piggingha sido diseñado para empujar todos o la mayoría de los líquidos contenidos de latubería a la salida. Esto crea intencionalmente un lingote líquido.

OBJETIVO DEL SLUGCATCHER 

Un slugcatcher es un recipiente con un volumen de reserva suficiente para almacenar lamayor babosas espera del sistema de aguas arriba. El slugcatcher está situado entre la salidade la tubería y el equipo de procesamiento. Los líquidos se pueden drenar tamponada alequipo de procesamiento a un ritmo mucho más lento para evitar la sobrecarga del sistemaComo las babosas son un fenómeno periódico, el slugcatcher debe vaciarse antes de la balallegue el próximo.

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Slugcatchers se puede utilizar de forma continua o bajo demanda. Un slugcatcher  permanentemente conectado a la tubería de amortiguamiento toda la producción,incluyendo los lingotes, antes de ser enviada al gas e instalaciones de manejo de líquidos.Éste se utiliza para predecir el comportamiento difícil de slugging en slugging terreno,slugging hidrodinámicos o de slugging vertical. Por otra parte, el colector de babosas

 pueden ser anuladas durante el funcionamiento normal y ponerse en línea cuando se esperauna babosa, por lo general durante las operaciones de raspado. Una ventaja de estaconfiguración es que la inspección y mantenimiento en la slugcatcher se puede hacer sininterrumpir el funcionamiento normal.

DISEÑO DE UN SLUGCATCHERS

Slugcatchers se han diseñado en diferentes formas:

- Un slugcatcher tipo de embarcación es esencialmente un buque convencional. Estetipo es simple en diseño y mantenimiento.

- Un dedo slugcatcher tipo se compone de varios pedazos largos de tubería ("dedos"),que juntos forman el volumen de amortiguamiento. La ventaja de este tipo deslugcatcher es que los segmentos de tubería son más fáciles de diseño para altas presiones, que se encuentran a menudo en sistemas de tuberías, de un gran barco.

Una desventaja es que su presencia puede llegar a ser excesivamente grande.- A Parking Loop slugcatcher combines features of the vessel and finger types. Un bucle slugcatcher Parking combina las características del buque y los tipos dedo.La separación del gas / líquido se produce en el buque, mientras que el líquido sealmacena en el bucle de estacionamiento en forma de dedos.

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Un diseño básico de slug catcher contiene el volumen de amortiguamiento para el gas ylíquido. Un sistema de control se utiliza para la salida controlada de gas y líquidos de lasinstalaciones de elaboración secundaria. La sección de entrada está diseñada para promover la separación de gas y líquido.

4.- INTERCAMBIADORES DE CALOR 

FUNCIONES

La función básica de los intercambiadores es la transferencia de energía térmica entre dos omás fluidos a diferente temperatura. El calor fluye como resultado del gradiente detemperatura, desde el fluído caliente hacia el frío a travez de una pared de separación, lacual se denomina superficie o área de transferencia de calor. Es decir no existe fuente deenergía térmica en un intercambiador de calor. Por otro lado, si los fluidos son inmiscibles,

El área física de transferencia de calor puede ser eliminada, y la interface formada entre losfluidos puede servir como área de transferencia de calor. En resumen, las funciones típicasde un intercambiador de calor son:

a) Recuperación de calor: la corriente fría recupera parte del calor contenido en lacorriente caliente. Es decir, calentamiento y enfriamiento de las corrientesinvolucradas, las cuales fluyen simultáneamente a ambos lados de área detransferencia de calor 

 b) Evaporización: Una de las corrientes involucradas en el intercambio de calor defase liquida a vapor 

c) Condensación: Una de las corrientes involucradas en el intercambio de calor cambia fase vapor a fase liquida

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TIPOS DE INTERCAMBIADORES

a) Intercambiadores de doble tubo

Los intercambiadores comerciales de doble tubo consisten en uno o más tubos, encerrados

dentro de otro tubo en forma de U que hace el papel de carcasa. Aunque algunas seccionesde los intercambiadores de doble tubo tienen tubos lisos, la mayoría tienen aletaslongitudinales en la superficie externa de los tubos. Son unidades de costos relativamente bajos, resistentes y se pueden desmantelar fácilmente para la limpieza, removiendo la tapacolocada en el extremo en U del tubo externo, desmontando ambos cierres frontales yretirando el elemento de transferencia de calor.Las secciones de doble tubo permiten un flujo en contracorriente y corriente verdadero. Locual puede ser particularmente ventajoso cuando se requieren temperaturas deaproximación pequeñas o rangos de temperaturas grandes. Además, las unidades de dobletubo encajan muy bien en aquellas aplicaciones que involucran presiones altas y/o flujos bajos, debido a que estas unidades son

De parámetros relativamente pequeños. Esto permite el uso de bridas pequeñas y paredesdelgadas, si se las compara con los equipos de carcasa y tubos convencionales.

b) Intercambiadores de superficie extendidas

En los tubos lisos, usualmente, la relación entre la superficie externa y la interna seencuentra en el rango de 1.1 a 1.5 dependiendo, por supuesto del diámetro y espesor de pared. Aquellos tubos con una mayor relación de superficies, en el rango de 3 a 40, se les

conoce como tubos de superficie extendida; y por antonomasia, los intercambiadoresconstruidos con este tipo de tubos se les denominan intercambiadores de superficieextendida.

c) Intercambiadores de placas

Desde 1930 los intercambiadores de placa han sido usados en la industria química y dealimentos. Actualmente su uso se ha extendido considerablemente hacia la industria

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 petrolera, especialmente cuando se requiere un sistema de intercambio de calor compactoflexible en rangos de temperatura por debajo de 250 ºC (482ºF) y 2533kPa. (368Psig).En estas unidades, la superficie de transferencia de calor es construida de planchas de metalen lugar de tubos. Estas planchas pueden ser de superficie lisa, corrugada o canalizada.Dependiendo del tipo de superficie de la plancha y de la configuración de la unidad, se

conocen cuatro tipos de intercambiadores placas:-Intercambiadores de placas en espiral (Spiral Plate)-Intercambiadores de placas con empacadura (Plate-and-Frame Exchanger)-Intercambiadores de placas con aletas (Plate-and-Fin Exchanger)-Intercambiadores de laminas repujadas (Patterned Plates)

d) Intercambiadores de Vaporización

Los equipos de vaporización más comúnmente usados se pueden clasificar en 4 tiposgenéricos, dependiendo de su función:

1.- Rehervidores: su función es la vaporización en un 30% a un 80% del liquidoalimentado, proveniente de una torre de fraccionamiento

2.-Enfriadores: Operan análogamente al rehervidor, pero no están necesariamente asociados

a una torre de fraccionamiento3.-Precalentadores: Se usan generalmente para vaporizar parcialmente la alimentación auna torre de fraccionamiento4.-recuperadores de calor 

BOMBAS

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Los siguientes aspectos del diseño de servicio tienen la mayor influencia en la selección deltipo de bomba más económica, usualmente en este orden:

- Caudal de flujo- Requerimientos de cabezal- Requerimientos de mantenimiento, confiabilidad

- Viscosidad a temperatura de bombeo y ambiente- Requerimientos de control de flujoLa selección del estilo particular de construcción, dentro de un tipo general, esta influencia principalmente por:

- Presión de descarga- NPSH disponible- Temperatura del fluido

Restricciones de instalación y oportunidades, tales como limitaciones de espacio, montajeen línea, montaje directo de la bomba en un recipiente de proceso, etc.

TIPOS DE BOMBAS

a) Bombas Centrifugas

Generación de Presión: Las bombas centrifugas comprenden una clase muy amplia de bombas en las que la generación de presión se logra con la conversión del cabezal develocidad en cabezal estático. El movimiento rotativo de uno o más impulsores comunicaenergía al fluido en la forma de un incremento de velocidad que se convierte en cabezalestático útil en la sección de difusión del cuerpo. No hay válvulas en las bombas de tipocentrífugo, el flujo es uniforme y libre de pulsaciones de baja frecuencia. Como este tipo de bomba opera convirtiendo el cabezal de velocidad en cabezal estático, una bomba queopera a velocidad fija desarrollara el mismo cabezal teórico en metros (pies) de fluido

 bombeado, independientemente de su densidad. Sin embargo, la presión en kPa (psi)(correspondiente al cabezal desarrollado) depende de la densidad del fluido.

b) Bombas de Flujo de Axial

Las bombas de flujo axial se aplican para caudales muy altos, y bajos cabezales en servicioscon agua y substancias químicas. Algunos servicios típicos con agua son: irrigación, controlde inundación, bombas/turbinas para bombeo a almacenaje en plantas de generación de potencia, y bombas de circulación para condensadores barométricos, etc. Algunos serviciostípicos de plantas químicas son el de circulación para el reactor de propileno, y los serviciosde circulación asociados con evaporadores y cristalizadores en la producción de sulfato deamonio, acido fosfórico, potasio, soda caustica y productos de azúcar.

c) Bombas Reciprocantes

Las bombas de tipo reciprocante son especificadas con poca frecuencia en los diseñosnuevos. Se prefiere el uso de bombas centrífugas y deberían usarse excepto en las pocassituaciones donde sea necesario otro tipo. Circunstancias especiales pueden favorecer las bombas reciprocantes incluyen las siguientes:

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1) Fluidos de alta viscosidad2) Capacidades relativamente bajas (de 0.2 a 1.3 dm^3/s (3 a 20 gpm)) a cabezales

altos3) Servicios intermitentes, como bombeo externo o separador de lodo y residuo, donde

se debe manejar un rango de fluidos, los costos de equipos son favorables, y hay

disponible un NPSH suficiente4) Servicio de lodo y suspensiones5) Servicios de bombeo con un rango amplio de presiones de descarga o caudales de

flujo

d) Bombas rotativas

La bombas rotativas, como clase, normalmente se refieren a las bombas de desplazamiento positivo con elementos de bombeo rotativos tales como engranajes, tornillos. Álabes ylóbulos. Solo los tipos de engranaje y de tornillo se usan en un número significativo de

servicios de refinería

 

TURBINAS

Turbina es el nombre genérico que se da a la mayoría de las turbomáquinas motoras. Éstasson máquinas de fluido, a través de las cuales pasa un fluido en forma continua y este le

entrega su energía a través de un rodete con paletas o álabes. Las turbinas constan de una odos ruedas con paletas, denominadas rotor y estator, siendo la primera la que, impulsada por el fluido, arrastra el eje en el que se obtiene el movimiento de rotación.

El término turbina suele aplicarse también, por ser el componente principal, al conjunto devarias turbinas conectadas a un generador   para la obtención de energía eléctrica.

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TIPOS DE TURBINAS

Las turbinas, por ser turbomáquinas, pueden clasificarse de acuerdo a los criteriosexpuestos en aquel artículo. Pero en el lenguaje común de las turbinas suele hablarse de dossubgrupos principales:

a) Turbinas hidráulicas

Rotor de una turbina Pelton, ésta es una turbinahidráulica de acción de admisión parcial.

Son aquéllas cuyo fluido de trabajo no sufre uncambio de densidad considerable a través de su paso por el rodete o por el estator; éstas son generalmente

las turbinas de agua, que son las más comunes, peroigual se pueden modelar como turbinas hidráulicas alos molinos de viento o aerogeneradores.

Dentro de este género suele hablarse de:

- Turbinas de acción: Son aquellas en que el fluido no sufre ningún cambio de presión a través de su paso por el rodete. La presión que el fluido tiene a la entradaen la turbina se reduce hasta la presión atmosférica en la corona directriz,manteniéndose constante en todo el rodete. Su principal característica es quecarecen de tubería de aspiración. La principal turbina de acción es la Pelton, cuyoflujo es tangencial. Se caracterizan por tener un número específico de revoluciones bajo (ns<=30). El distribuidor en estas turbinas se denomina inyector.

- Turbinas de reacción: Son aquellas en que el fluido sí sufre un cambio de presiónconsiderable a través de su paso por el rodete. El fluido entra en el rodete con una presión superior a la atmosférica y a la salida de éste presenta una depresión. Se

caracterizan por presentar una tubería de aspiración, la cual une la salida del rodetecon la zona de descarga de fluido. Estas turbinas se pueden dividir atendiendo a laconfiguración de los álabes. Así, exiten las turbinas de álabes fijos (Francis->Flujodiagonal; Hélice->Flujo radial) y turbinas con álabes orientables (Deriaz->Flujodiagonal; Kaplan->Flujo radial). El empleo de álabes orientables permite obtener rendimientos hidráulicos mayores.

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b) Turbinas eólicas

Una turbina eólica es un mecanismo que transforma la energía del viento en otra forma deenergía útil como mecánica o eléctrica. La energía cinética del viento es transformada enenergía mecánica por medio de la rotación de un eje. Esta energía mecánica puede ser 

aprovechada para moler, como ocurría en los antiguos molinos de viento, o para bombear agua, como en el caso del molino multipala. La energía mecánica puede ser transformadaen eléctrica mediante un generador eléctrico (un alternador o un dinamo). La energíaeléctrica generada se puede almacenar en baterías o utilizarse directamente.

c) Turbina Submarina

Una Turbina Submarina es un dispositivomecánico que convierte la energía de lasCorrientes Submarinas en energía eléctrica.Consiste en aprovechar la energía cinética de las

Corrientes Submarinas, fijando al fondosubmarino turbinas montadas sobre torres prefabricadas para que puedan rotar en busca delas corrientes submarinas, ya que la velocidad delas corrientes submarinas varía a lo largo de unaño se han de ubicar en los lugares más propiciosen donde la velocidad de las corrientes varíanentre 3 km/h y 10 km/h para implantar Centralesturbínicas preferentemente en profundidades lomás someras posibles y que no dañen ningúnecosistema submarino. Las turbinas tendrían una

malla de protección que impediría la absorción deanimales acuáticos.

d) Turbina de gas

Una turbina de gas, es una turbomáquina motora, cuyo fluido de trabajo es un gas. Comola compresibilidad de los gases no puede ser despreciada, las turbinas a gas sonturbomáquinas térmicas. Comúnmente se habla de las turbinas a gas por separado delas turbinas ya que, aunque funcionan con sustancias en estado gaseoso, suscaracterísticas de diseño son diferentes, y, cuando en estos términos se habla de gases,no se espera un posible cambio de fase, en cambio cuando se habla de vapores sí.

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Esquema de un ciclo Brayton.C representa al compresor, B al quemador y T a la turbina.

Las turbinas de gas son usadas en los ciclos de potencia como el ciclo Brayton y en algunosciclos de refrigeración .

7.- COMPRESORES

TIPOS DE COMPRESORES

a) Compresores Centrífugos

Aunque los compresores centrífugos ocasionalmente compiten con los compresores axialesy rotatorios, como también con los reciprocantes, los incentivos para la selección de estetipo de compresor puede ser usualmente relacionada a su principal o más frecuentecompetidor: el compresor reciprocante. Las principales ventajas con respecto a losreciprocantes pueden ser sintetizadas como sigue:

Ventajas:

1) Continuos y largos tiempo de funcionamiento (típicamente 3 años) son los posiblescon una alta confiabilidad, eliminando la necesidad de multiples compresores y lainstalación de equipos de reserva

2) Por las mismas condiciones de operación, los costos del equipo son bajos dado losaltos flujos manejados

3) Los compresores centrífugos son pequeños y livianos con respecto a su capacidadde flujo, por lo que requieren poca área para su instalación

4) Los costos de instalación son bajos debido a su pequeño tamaño, ausencia de

fuerzas recíprocas y porque generalmente se requiere la instalación de una solaunidad

b) Compresores Axiales

Los compresores axiales compiten directamente con los centrífugos en el rango de 24 a90 m^3/s real (50000 a 190000 pie^3/min real). Usualmente, es necesario unacomparación económica especifica en dicho rango, por debajo de 33 m^3/s real (70000

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 pie^3/min real), el axial es más atractivo desde el punto de vista económico y deexperiencia de diseño. Los resultados tienden a depender de las circunstanciasespecíficas del caso, más que de comparaciones generalizadas de los dos tipos deequipo. La siguiente lista de ventajas y desventajas generales pretende servir de guía para el estudio de cada caso:

1) Capacidades muy altas de flujo por cada compresor: de 140 a 190 m^3/s real(300000 a 40000 pie^3/min real). Por encima de los 61 m^3/s real (130000 pie^3/min real) mas diseños de compresores axiales que centrífugos estándisponibles

2) La eficiencia puede ser hasta 10% mayor que la de los centrífugos, resultando enmenor consumo energético, al igual que el motor o turbina y un sistema desuministro de servicios más pequeños

3) Menor tamaño físico y menor peso que los centrífugos, permitiendo menores costosde instalación; por ejemplo, menor tamaño del resguardo del techado, grúas más pequeñas, menos espacio requerido, fundaciones menores, menores esfuerzos de

manejo e instalación, etc.4) Si se mueve con una turbina de gas o vapor, la mayor velocidad usualmente permiteacoplamiento directo (sin caja reductora) y diseños eficientes de turbina

c) Compresores Reciprocantes

Los compresores reciprocantes compiten con el resto de los compresores excepto con loscompresores centrífugos y axiales a flujos muy grandes. Sus principales ventajas son lassiguientes:

Ventajas:

1) Disponible para capacidades por debajo del rango de flujo económico de loscompresores centrífugos

2) Son económicos para altos cabezales típicos de gases de servicio de bajo pesomolecular 

3) Disponibles para altas presiones; casi siempre son usados para presiones dedescarga por encima de 25000 Kpá. (3500 psig)

4) Son mucho menos sensitivos a la composición de los gases y a sus propiedadescambiantes que los compresores dinámicos

HORNOS (CALENTADORES)

TIPOS DE HORNOS

HORNOS DE PROCESOS (Convencional)

Estos hornos proveen el calor, el cual es usado en los equipos aguas abajo del horno.Ejemplos típicos son hornos de columnas de destilación, precalentadores de reactores

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(hidrotratamiento y termoreactores) y regervidores. Los sistemas de calentamientoindirecto, tales como sistemas de aceite caliente o sistemas “Dowtherm”, también usanhornos de procesos

*DEFINICIONES

 Arco del Horno

Es la porción mas elevada (usalmente plana) del horno, soportada desde arriba

Cabezal 

Es la unión que conecta dos tubos en un serpentín. Estrictamente hablando, es el cabezalremovible tipo tapón donde se fijan los tubos bien sea enroscados o soldados.Comúnmente, el cabezal se refiere a tubos doblados en forma de U.

Caja

Los quemadores y los tubos están encerrados en una caja la cual consiste de una estructura,recubriendo refractario y soporte de tubo.

Caja de Cabezal 

Es el comportamiento ubicado al final de la sección de convenccion, donde estánlocalizados los cabezales. En esta caja colectora no hay flujo de gases de combustión,debido a que se encuentra separada del horno por una plancha aislante. Las cajas colectoras pueden ser usadas algunas veces en la sección de radiación

Cámara de combustión

Es un término usado para describir la estructura que circunda los serpentines radiantes ydentro de la cual se localizan los quemadores

Cámara de convección

Es la parte del horno que consiste de un banco de tubos, el cual recibe calor de los gases deescape calientes, principalmente por convección

HORNOS PIROLISIS

Este tipo de hornos proveen calor para que una reacción química se lleve a cabo dentro delos tubos del horno. Los de craqueo térmico con vapor y los reformadores con vapor son losdos principales ejemplos. Sin embargo, estos hornos de pirolisis operan normalmente aaltas temperaturas y tienen muchas consideraciones especiales. Algunos hornos, tales comolos utilizados en las plantas reductoras de viscosidad y de craqueo térmico, sonconsiderados hornos de procesos, aun cuando existen reacciones químicas dentro de los

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tubos. Sus temperaturas son bajas, comparadas con las temperaturas de los hornos de pirolisis; y aparte de los cálculos de craqueo, el diseño de este tipo de horno es muy similar al diseño de hornos de procesos.

TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS

ANTECEDENTES

El almacenamiento de los combustibles en forma correcta ayuda a que las pérdidas puedanser reducidas, aunque no eliminadas, por las características propias de los productos del petróleo.

El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los servicios de hidrocarburos ya que:

- Actúa como un pulmón entre producción y transporte para absorber las variacionesde consumo.

- Permite la sedimentación de agua y barros del crudo antes de despacharlo por oleoducto o a destilación.

- Brindan flexibilidad operativa a las refinerías.- Actúan como punto de referencia en la medición de despachos de producto, y son

los únicos aprobados actualmente por aduana.

Una de las pérdidas que tienen mayor peso son las que se producen por variación detemperatura; la pintura de los tanques tiene una gran influencia para estas variaciones.

También se abordan aspectos de suma importancia a tener en cuenta para operar con lostanques de petróleo, debido a que estos alcanzan alturas significativas, están expuestos a losrayos de las tormentas eléctricas y producto de su contenido (combustible), son flamables y

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 pueden ocasionar accidentes. Sin embargo, hay un número definido de normas de seguridadlas cuales deberán ser seguidas estrictamente para evitar lesiones serias o la muerte, asícomo también daños a la propiedad y pérdida de producción.

*PREVENCIÓN CONTRA EL SOBRELLENADO

Cada Tanque de almacenamiento enterrado regulado debe estar equipado con undispositivo para la prevención del sobrellenado que permita que el tanque no se llenará másdel 90% o el 95% de capacidad

*MEDICION AUTOMATICA DEL TANQUE

Los sistemas de medición de tanques automáticos varían desde lo más básico a losumamente complejo, destacando opciones como alarmas de nivel alto y bajo, supervisiónintersticial, detección de fugas automáticas, módems para transmisión de información

remota, y muchos otros.Para la medición de tanques automáticos para ser aceptado como un método de detecciónde fugas, la exigencia más importante es la prueba de detección de fugas mensual. Esta prueba puede ser realizada a mano, cerrando el sistema durante aproximadamente cuatro aseis horas. Durante ese tiempo, ningún producto puede entrar o dejar el tanque mientras progresa la prueba. Al final de la prueba el equipo proveerá al operador de resultados. Esta prueba también puede ser realizada automáticamente sin tener de necesidad de cerrar elsistema completamente.Debemos estar seguros de que el fabricante tiene la certificación de terceros sobre todos losequipos de detección de fugas.

*PREPARATIVOS DE INSTALACIÓN

A continuación y en los siguientes posts osiré describiendo los procedimientos para lainstalación de tanques de almacenamientodesde la evaluación previa, la instalación yrelleno, la protección catódica, la tubería yla recuperación de vapores e instalacióneléctrica. En general, se refiere a lainstalación de nuevos tanques, pero también puede utilizarse para desarrollar planes para

mejorar los ya instalados. También incluyeun debate sobre los tipos de tanques y

tuberías. El material de instalación se trata detalladamente debido a que los procedimientosincorrectos son responsables de casi el 30% de escapes de productos de los sistemas detanques enterradosLos sistemas sólo deben ser instalados por una persona o contratista calificado con unmínimo de 2 años de experiencia en el campo del montaje e instalación. La mayoría detanques ya instalados son tanques de acero protegidos o plástico reforzado con fibra de

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vidrio y cuentan con una o dos paredes. Las pautas deberán ser establecidas para los lugaressensibles con alto riesgo ambiental, que requerirán el uso de sistemas de tanques enterradosde doble pared o de contención secundaria.

10.- VALVULAS

Una válvula se puede definir como un aparato mecánico con el cual se puede iniciar,detener o regular la circulación (paso) de líquidos o gases mediante una pieza movible queabre, cierra u obstruye en forma parcial uno o más orificios o conductos.Las válvulas son unos de los instrumentos de control más esenciales en la industria. Debidoa su diseño y materiales, las válvulas pueden abrir y cerrar, conectar y desconectar, regular,modular o aislar una enorme serie de líquidos y gases, desde los más simples hasta los máscorrosivos o tóxicos. Sus tamaños van desde una fracción de pulgada hasta 30 ft (9 m) omás de diámetro. Pueden trabajar con presiones que van desde el vació hasta más de 20000lb/in² (140 Mpa) y temperaturas desde las criogénicas hasta 1500 °F (815 °C). En algunasinstalaciones se requiere un sellado absoluto; en otras, las fugas o escurrimientos no tienen

importancia.CLASIFICACIÓN DE LAS VÁLVULAS

a) Válvulas industriales 

o Válvula de asiento o Válvula de camisa o Válvula hidráulica, caso particular de válvulas industriales.o Llave o válvula de paso, caso de válvulas en instalaciones de edificios

residenciales.o Válvula de alivio de presión, para casos de bloqueo ( shutt off , en inglés) o de

expansión térmica.o Válvula antirretorno, usada para evitar que un fluido se mueva en sentido no

deseado a lo largo de una tubería.o Válvula rotatoria, usada en los instrumentos de viento-metal.

b) Válvula de control.

• La válvula automática de control generalmente constituye el último elemento en unlazo de control instalado en la línea de proceso y se comporta como un orificio cuyasección de paso varia continuamente con la finalidad de controlar un caudal en unaforma determinada.

c) Válvulas de compuerta.

• La válvula de compuerta es de vueltas múltiples, en la cual se cierra el orificio conun disco vertical de cara plana que se desliza en ángulos rectos sobre el asiento (fig.1-1).

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Figura 1-1 Válvula de compuerta.

Aplicaciones: Servicio general, aceites y petróleo, gas, aire, pastas semilíquidas, líquidosespesos, vapor, gases y líquidos no condensables, líquidos corrosivos.

d) Válvulas de globo

Una válvula de globo es de vueltas múltiples, en la cual el cierre se logra por medio de un

disco o tapón que sierra o corta el paso del fluido en un asiento que suele estar paralelo conla circulación en la tubería (fig. 1-3).

Figura 1-3 Válvula de globo.

Recomendada para:

• Estrangulación o regulación de circulación.• Para accionamiento frecuente.• Para corte positivo de gases o aire.• Cuando es aceptable cierta resistencia a la circulación.

Aplicaciones: Servicio general, líquidos, vapores, gases, corrosivos, pastas semilíquidas.

e) Válvulas de bola

Las válvulas de bola son de ¼ de vuelta, en las cuales una bola taladrada gira entre asientoselásticos, lo cual permite la circulación directa en la posición abierta y corta el paso cuandose gira la bola 90° y cierra el conducto (fig. 1-4).

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Figura 1-4 Válvula de bola.

Recomendada para:

• Para servicio de conducción y corte, sin estrangulación.• Cuando se requiere apertura rápida.• Para temperaturas moderadas.• Cuando se necesita resistencia mínima a la circulación.

Aplicaciones: Servicio general, altas temperaturas, pastas semilíquidas.

f) Válvulas de diafragma

Las válvulas de diafragma son de vueltas múltiples y efectúan el cierre por medio de undiafragma flexible sujeto a un compresor. Cuando el vástago de la válvula hace descender el compresor, el diafragma produce sellamiento y corta la circulación (fig. 1-6).

Figura 1-6 Válvula de diafragma.

Recomendada para:

• Servicio con apertura total o cierre total.• Para servicio de estrangulación.•

Para servicio con bajas presiones de operación.

Aplicaciones: Fluidos corrosivos, materiales pegajosos o viscosos, pastas semilíquidasfibrosas, lodos, alimentos, productos farmacéuticos

g) Válvulas de desahogo (alivio)

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Una válvula de desahogo (fig. 1-9) es de acción automática para tener regulaciónautomática de la presión. El uso principal de esta válvula es para servicio no comprimible yse abre con lentitud conforme aumenta la presión, para regularla.La válvula de seguridad es similar a la válvula de desahogo y se abre con rapidez con un"salto" para descargar la presión excesiva ocasionada por gases o líquidos comprimibles.

El tamaño de las válvulas de desahogo es muy importante y se determina medianteformulas especificas.

Figura 1-9 Válvula de desahogo (alivio).Recomendada para:

- Sistemas en donde se necesita una gama predeterminada de presiones.

Aplicaciones: Agua caliente, vapor de agua, gases, vapores.

En los reactores de flujo pistón isotérmicos la temperatura no varía con la posición en elreactor. Además varía con el tiempo por tratarse de un reactor de flujo pistón en estadoestacionario. La velocidad de reacción será sólo función de la conversión (o de laconcentración) En realidad los reactores de flujo en pistón son reactores tubulares que

tienen la paticularidad de que en ellos se supone que no existe retromezcla (backmixing)yque cada porción de corriente de entrada que ingresa no se mezcla para nada con suinmedita posterior, la composición de cada diferencial de volumen va variando respecto a lalongitud del reactor.